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价格机制“卡”住增量配电改革

作者:赵紫原 来源:中国能源报 发布时间:2020-12-16 浏览:
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中国储能网讯:“不知道还能撑多久。”近日,谈及增量配网改革的前景,很多增量配网业主向记者大倒苦水。

电网由输电线路和配电线路组成,前者是将电能从发电侧输送至变电站,相当于“动脉血管”,后者将电能从变电站输送至用户端,类似“毛细血管”。电改“9号文”一经发布,电力市场化“哨声”吹响,增量配电一度备受资本热捧。然而,肩负提升电网效率重任的“鲶鱼”,非但未达到预期,如今反而广遭诟病:“增量配电改革难道要热热闹闹开幕,冷冷清清收场?”

记者了解到,当前困扰增量配网改革的诸多问题中,最核心的问题在于价格机制,而其焦点又集中在“基本电费”上,即增量配网与省级电网公司如何结算?增量配网是否需要缴纳基本电费?输配价格分开何时能实现?

(文丨本报实习记者  赵紫原)

“并非急功近利想赚快钱,

而是全行业面临‘夭折’风险”

华北电力大学国家能源发展战略研究院11月发布的《2020年增量配电发展研究白皮书》显示,四年来,全国分五批次明确了459个试点,在前四批404个试点中,只有202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证(供电类)。增量配电改革试点进展缓慢。

2016年11月,辽宁大连市“瓦房店市增量配电业务改革试点”纳入首批试点项目。2017年,民营企业辽宁绿源配售电有限公司(以下简称“辽宁绿源”)获得该试点建设运营权。

辽宁绿源董事长陈建告诉记者:“项目迄今已累计投入近4亿元,应该说是举全公司之力响应改革号召。如今项目建成了,却因增量配电网和电网企业的结算问题,处于完全停滞状态。园区内4家中资企业、一家外资企业等着用电,增量配电承担保底供电的社会责任也打了‘折扣’。”

地方国资控股的增量配电项目也备受压力。西北地区某增量配电业主感叹:“我们是存量项目‘转正’而来,迈过一道坎紧接着又来一道,按目前增量配电价格机制,全行业面临‘夭折’风险。”

“电网属于长期投资,如果单从配电价格角度考核配电网的投资收益,那么即使是电网企业的新建项目,前几年也难盈利。” 北京先见能源咨询有限公司董事长彭立斌表示。

对此,大部分接受采访的增量配电业主一致认为,他们并非急功近利想赚快钱,一旦不盈利就“哭穷”,而是想改变当前的窘境,首要的就是解决增量配电与省级电网的结算问题。

“增量配网到底是网还是用户?

基本电费到底该如何缴纳?”

增量配网与省级电网结算,基本电费是重要组成部分。重庆市配售电行业协会秘书长陈曦介绍,在我国的电价制度中,主要针对大工业用户实施两部制电价。其中,一部分是基本电费,用于分摊部分固定成本,相当于安装电话的“座机费”,另一部分为电度电费。

对于目前基本电费的缴纳方式,国家发改委2017年底印发的《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(以下简称《意见》)就明确,“配电网可根据实际情况,自主选择‘分类结算’或‘综合结算’与省级电网企业结算。”

北京先见能源咨询有限公司副总裁沈贤义表示,当前已正式运营的增量配网和省级电网多以“综合结算”为准,即把增量配电网看作用户;部分地区采用“分类结算”方式,但各地出台的配电价格机制中缺少具体配套措施,暴露出诸多问题,如居民和农业用电没有价差、基本电费收费超过大工业用电等。

那么,增量配网该如何缴纳基本电费?“按常理,用户将基本电费给增量配网企业,再由增量配网与省级电网结算。由于两者均投资了部分电力设施,基本电费的收益由双方共同分成。但大部分政府文件并未明确基本电费的分摊机制。实际执行中,大量增量配电网企业不得不将收到的基本电费悉数上缴。”陈曦说。

业内人士认为,基本电费的两种结算方式,一个把配网当用户,一个暴露诸多短板。但不管哪种结算方式,鲜有地方政府出台明确政策,导致现行缴纳方式下的增量配网经营雪上加霜。

北京鑫诺律师事务所律师展曙光告诉记者:“部分试点地区,园区内配电设施80%由业主自己筹建的,也要全部缴纳基本电费。以新疆2021至2022年大工业输配电价为例,假设配电网220千伏进线,35千伏出线到用户。经测算,若输电网全额缴纳基本电费,配网每售出一度电则亏损0.013元/千瓦时。”

“输配电价分开核算提上日程,

增量配网改革才能有实质进展”

上述《意见》明确了“配电网与省级电网具有平等的市场主体地位”,那省级电网企业是如何缴纳基本电费的?

对此,展曙光介绍:“交叉补贴导致输配电价格变化,在电网内部输配不分的情况下,内部收支调整‘肉烂在锅里’,其整体收入没有实质影响。但增量配网成本是清晰的,仍然采取老一套,明显会出现各种‘水土不服’。”

除了提升电网企业效率,增量配网还肩负着自下而上推动电网成本监审的使命。华东地区一位增量配电业主告诉记者:“从实践结果看,试点项目并没有倒逼输配电价分开核算的‘能量’,还需要国家层面自上而下统筹,将试点项目作为辅助,否则现行政策只是‘隔靴搔痒’,不能改变当前停滞不前的局面。”

据记者了解,除省级电网外,还有很多地方电网,即趸售电价区,也面临法律地位不明确的问题。上述西北地区增量配电业主表示:“因接入电源受阻,趸售区发展也受限。增量配网现状远不及趸售区,大家都急切盼望《公平开放电网管理办法》及《网间结算管理办法》出台,还增量配网、趸售区公平的法律地位。”

该业主直言,增量配网改革不畅,一定程度上影响了政府招商引资和新能源消纳。“相比输配分开‘高难度动作’,增量配网接入电源相对容易,尤其接入新能源对缓解弃风弃光、达到‘碳中和’目标具有重要意义。所谓‘招商引资’,即产业项目在供电营业区内落地,带动经济和社会发展。不论什么电都接不进配网,自然也没有用户愿意入驻。增量配网发展的两头都被‘堵’住了,确实很难!”

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改革政策要打准“七寸”

文丨本报实习记者 赵紫原

自2016年《有序放开配电网业务管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)发布以来,增量配电改革拉开帷幕已近四年。期间,国家发改委、国家能源局分五批次共明确了459个试点,引来各路资本。前四批试点中,仅一半确定招标方式,仅三成取得电力业务许可证,真正落地的项目少之又少。对此,不少人开始唱衰增量配电,称其为此轮电改的“鸡肋”;也有人感叹,被资本热捧的增量配网面对电源难接入,通了电又要赔钱供电的窘境,如何才能服务和抓住用户?

近年来,国家先后下发20多份文件推进增量配电改革,但进展依然缓慢。可以说,政策虽多,却未真正打到增量配电改革的“七寸”,即价格机制。

按照输配一体核价,配电企业的经营水平和能力无法真实体现,因此在增量配网试点加速扩围的同时,应将输、配电价分别核定纳入议事日程。而目前,地方政府对“基本电费”含糊其辞,市场主体在争论扯皮,监管部门对输配电价分开核算也并无着墨。对市场而言,需要以独立、合理的输配电价格为地基,明确增量配网与省级电网具有平等的市场主体地位,以此摆脱增量配电被当作“大用户”的尴尬,并释放真正的改革红利。

电网属于长期重资产投资,投资增量配电并非各路资本的“智商税”,也不是急功近利赚快钱,而是看准了增量配网的长期潜力,在电改和混改“双重光环”加持下,打造具有竞争力的新兴能源企业,培育新的市场力量。

增量配网试点政策的初衷,在于提高现有电网的运行效率,是我国电力工业发展新阶段的必然要求。当下,我国第三产业和居民用电增长迅速,以电动汽车为代表的电能替代方兴未艾,而且将配电网作为平台的分布式发电、多能互补等新业态也要求配网在安全可靠基础上,具备更高的灵活性和智能性。很明显,增量配电改革是助力新业态发展的一剂“良方”。

打蛇打七寸,挖树先挖根。增量配网试点政策是我国经济发展转换新动力、电力工业转归新业态的重要政策,要以“钉钉子精神”持之以恒、坚定不移地持续推进,尤其要盯准“七寸”对症下药,切记隔靴搔痒、因噎废食。

关键字:配电网,储能

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